800 MW機組節能減排優化升級項目總體優化設計

肖 野，劉 鋼，王九崇

(1.中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，吉林 長春 130021；2.國華綏中發電有限責任公司，遼寧 綏中 125222)

800 MW機組節能減排優化升級項目總體優化設計

肖 野1，劉 鋼1，王九崇2

(1.中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，吉林 長春 130021；2.國華綏中發電有限責任公司，遼寧 綏中 125222)

為了提高機組運行經濟性、安全性、穩定性和滿足國家環保要求，積極響應國家鼓勵實施在役煤電機組綜合升級改造，綏中發電有限責任公司對一期2×800 MW俄制機組實施節能減排優化升級改造。整體改造共包括13個子項目，總投資約12億元，機爐電熱全面覆蓋，機組安全、經濟、環保達到了最優組合。項目投產后，機組增容10%達到880 MW，供電煤耗下降近40 克/千瓦時，預計每年可節約標煤32.8 萬噸，廠用電率下降超過2 個百分點，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放指標均優于天然氣發電排放標準限值，實現了灰渣綜合利用、控制系統達到百萬機組先進水平等優異指標。

800 MW機組；節能；減排；優化。

綏中發電有限責任公司一期安裝兩臺由前蘇聯引進的800 MW超臨界燃煤機組，至2000年投產發電以來，由于存在設計技術落后及設備生產質量水平低、控制水平低等先天性缺陷，機組運行的安全性、經濟性和穩定性不斷降低，其市場競爭力也日趨下降，機組節能升級改造迫在眉睫；另外，兩臺俄制800 MW火電機組煙氣排放不能達到國家環保和神華國華公司“綠色發電計劃”的要求，所以相關環保的改造項目也勢在必行。

為了徹底解決機組目前面臨的安全性、經濟性和環保等問題，綏電公司決定對兩臺機組實施綜合技術升級改造。項目在2009年啟動可研工作，歷時5年完成前期論證，與2014年01月正式開工建設，2014年底全部投產。改造總投資約12億元，改造范圍包括13個子項目，涉及機爐電熱各專業。

本文根據工程具體項目，簡要介紹改造的設計方案、設計創新優化、性能指標等，以其為其他同類機組的設計提供參考。

1 工程概況

1.1 電廠概況

綏中發電廠位于遼寧省綏中縣境內，廠址在前所鄉大趙屯之東南，渤海遼東灣海邊。一期工程裝設2臺俄羅斯800 MW超臨界燃煤汽輪發電機組，一期工程于2000年投產發電。二期工程安裝二臺國產1000 MW超超臨界發電機組，并于2010年投產發電。目前綏電公司總裝機容量達3600 MW，成為東北地區總裝機容量最大的火力發電廠。

綏電公司一期2臺俄羅斯800 MW超臨界燃煤汽輪發電機組，主要由俄方設計供貨建設，目前世界范圍共有17臺機組，中國僅有2臺機組。鍋爐采用塔干羅格鍋爐廠生產的Пп－2650－25－545кт型超臨界壓力具有一次中間再熱直流鍋爐。汽輪機是前蘇聯列寧格勒金屬工廠制造的K—800—240—5型超臨界、一次中間再熱、五缸六排汽凝汽沖動式汽輪機。發電機采用列寧格勒電力工廠生產的TBB－800－2Ey3型汽輪發電機，其冷卻方式為水－氫－氫。工作勵磁機由列寧格勒電力工廠生產的ВТ－6000－2уз型勵磁機。

一期工程設計煤種為70%神混煤＋30%準格爾煤，校核煤種為70%神混煤＋30%褐煤。

1.2 設計內容及目標

設計內容包括節能、減排、優化升級和增容共計13項改造內容。

本次改造設計目標：確保機組安全性、經濟性等指標達到國內超臨界機組較好水平，環保指標滿足國家及國華公司相關要求。

設計總體目標：

(1)節能目標：供電煤耗降低30 g。

(2)發電機銘牌出力達到880 MW。

(3)廠用電率降低0.2%。

(4)環保目標：NOx排放濃度不超過50 mg/Nm3；煙塵排放濃度不超過20 mg/Nm3；SO2濃度≤35 mg/Nm3。

(5)升級目標：整體提高自動化水平、保證機組安全可靠運行。

詳細改造項目及分項設計目標見表1。

表1 改造內容及設計目標

2 項目設計概況

2.1 汽機通流及供熱改造

汽輪機本體在保持現有熱力系統和熱力參數基本不變、各接口位置不變、基礎不變、原5個外缸不變、高壓缸反流結構不變的情況下，采用先進的熱力氣動技術對汽輪機通流部分進行國產化改造，高壓缸實現節能降耗。通流部分各汽缸轉子、動葉片、內缸、隔板、隔板套、動葉葉頂汽封等重新設計制造，并對原有部件進行配套加工，在確保各部間隙匹配、運行安全的同時，使汽機額定出力達到880 MW能力，熱耗率下降410.5 kJ/kWh，降低煤耗16.9 g/kWh。改造后機組通流采用反動式設計，高壓缸改為為1調節級+17壓力級形式，中壓缸正反向改為2X12級反動式壓力級，低壓缸改為正反向3 X 2X5級反動式壓力級。

在通流改造時同步實施供熱改造，為遼寧東戴河新區供熱。項目對汽輪機中低壓連通管打孔抽汽，通過調節蝶閥將抽汽壓力調整在0.294 MPa左右，溫度216℃，兩臺機組同時供熱最大抽汽量1000 t/h，最大可供出熱負荷約618 MW。

2.2 #1、#2機組汽動給水泵組改造

汽動給水泵前置泵保持不變，給水泵整體更換為臥式雙殼體結構，首級雙吸，額定轉速由4600 r/min提高到5266 r/min；驅動汽輪機外缸及軸承箱不變、改造后轉速提高到與汽動給水泵相匹配；給水泵減速機進行整體更換；改造后給水泵效率提高8.7%，小汽機效率提高8.58%，耗汽量降低28 t/h，降低煤耗3.02 g/kWh。

2.3 真空系統改造

每臺機組設置三臺水環式真空泵(啟動時3臺運行，正常2運1備)替代現有三臺主射水抽氣器，用于主機凝汽器和小機凝汽器抽汽；設置一臺水室真空泵替代現有兩臺循環水系統抽氣器，用于循環水管道抽空氣；設置2臺軸封風機(1運1備)維持軸封加熱器真空。真空系統性能提高后，預計凝汽器背壓降低0.3 kPa，煤耗降低0.5 g/kWh，改造后單臺機組真空系統耗功減少61.5 kW/h，煤耗降低約0.02 g/kWh。

2.4 廠用蒸汽系統改造

將原有系統改造為兩個輔汽聯箱：高壓輔汽聯箱，運行參數：壓力1.57 MPa/溫度400℃；低壓輔汽聯箱，運行參數：壓力0.6 MPa /溫度200℃。系統改造后減少熱再供汽流量87 t/h，降低煤耗0.49 g/kWh。熱備用管路自動疏水器減少泄漏量3 t/h，降低煤耗0.31 g/kWh。

2.5 鍋爐密封風系統改造

將原20臺密封風機拆除，更換為4臺單級離心式密封風機，取風口由就地吸風改為從冷一次風母管接引，系統相應管路重新布置。與原系統相比，系統運行功率減小約1211 kW，降低供電煤耗約0.33 g/kWh。

2.6 爐墻保溫改造

鍋爐兩側墻燃燒器改造區域保溫全部更換，新保溫結構為：100 mm硅酸鋁耐火纖維毯＋250 mm高溫玻璃棉板。標高17～78 m其余部位在原保溫棉外加100 mm高溫玻璃棉。水冷壁出入口聯箱和導汽管等的保溫根據實際情況加厚或更換。改造后爐本體表面溫度可降低20℃以上，散熱損失減少降低煤耗0.26 g/kWh。

2.7 煙氣脫硝改造

采用選擇性催化還原脫硝工藝，以液氨作為還原劑，催化劑初裝2層，預留1層。配套氨區建設、引風機增容節能改造、空預器更換蓄熱元件及密封件改造。

鍋爐原48只燃燒器更換為低氮燃燒器；為防止水冷壁結渣和高溫腐蝕，增設貼壁風系統；最下層12只燃燒器實施微油點火改造；原煙氣再循環系統拆除。

本項目通過實施燃燒器改造，NOx排放濃度≤235 mg/Nm3，通過增設選擇性催化還原脫硝系統，NOx排放濃度小于50 mg/Nm3。

2.8 除灰除渣系統改造

拆除原有水力排灰螺旋撈渣機、碎渣機和水封渣斗系統，在原水封槽下安裝水浸式刮板撈渣機，撈渣機設三排口的渣井和液壓關斷門。安裝兩級刮板撈渣機，不設碎渣機，渣倉布置在鍋爐房內。渣倉下設兩個排渣口。

除灰系統改造采用正壓氣力輸送系統，拆除氣化斜槽及原水力輸灰系統，建設正壓氣力除灰系統，將省煤器、空預器和除塵器中灰全部輸送至本期新建灰庫內，同步建設分選系統；新建灰庫下采用汽車運輸。

2.9 電除塵改造

部分出入口煙道改造，使入口煙氣趨于均布。重新設置進口、出口喇叭及氣流分布板的結構尺寸，使電除塵器電場內的氣流均布。上層電除塵器掏空，由9 m加高到15.5 m，上層電場重新布置，一、二電場更新為高頻電源，三、四、五、六電場全部采用新型智能控制器的高低壓一體柜，高壓整流變壓器全部增容更新，電纜全部更換。下層電除塵器恢復性改造。所有陰極芒刺線更換，振打裝置改造。電控改造后電耗下降影響煤耗降低0.3g/kWh。

2.10 脫硫提效改造

現脫硫系統出口SO2濃度小于200 mg/Nm3，符合現行國家標準。為進一步降低排放，對吸收塔及輔助系統進行改造，吸收塔入口煙道向下移動4 m，吸收塔改造在原吸收塔內增加兩層噴淋層，增加2臺循環泵；同時改造現有GGH、降低現有GGH運行漏風。改造后脫硫系統出口SO2濃度可小于35 mg/Nm3。

2.11 DCS系統改造

兩臺機組DCS系統進行全部更換。將機組廠用電的電氣設備納入DCS控制，新增DCS控制子系統(ECS)；1、2號機公用電氣設備納入DCS控制，新增公用DCS控制系統；電子間改造保留現有DCS中間繼電器柜和中間端子柜；單元控制室重新裝修布置。

2.12 輔助車間監控網改造

通過核心交換機組建一期輔控網，將化學水處理系統、生產廢水處理系統、一期除灰渣系統、一期電除塵系統、生活廢水系統等滿足入網條件的輔助車間控制系統納入該網絡中；輔控網交換機預留備用通道，以備將來系統擴充；通過光纜把一期輔控網的核心交換機和二期輔控網的核心交 換機連接，從而形成一個覆蓋綏電公司一、二期機組輔助車間的大型輔控網。

2.13 發電機增容電氣設備配套改造

根據#1，#2發電機增容到880 MW要求，對1、2號機組電氣系統的短路電流、全廠的電氣設備(除#1，#2發電機)進行校驗，不滿足增容后要求的設備進行改造。

經過系統校驗，對以下設備進行更換改造：

(1)發電機勵磁控制系統更換

(2)直流勵磁母線更換。

(3)發電機出現箱改造。

3 項目設計創新及優化

3.1 機組汽機通流改造

汽輪機改造軸系59.5 m，世界最長；汽輪機由沖動式改為反動式；高中壓通流各增加6個壓力級；自行設計當今世界最大調節級葉片等重大技術改造，實現世界最長汽輪機軸系改造國產化。

3.2 汽輪機通流改造同時進行供熱改造

汽輪機通流改造同時考慮向遼寧東戴河供熱，采用在左右兩側聯通管開孔，在兩側中低壓聯通管上增設供熱蝶閥(包括液動驅動機構、油源等)和供熱支管的改造方案，改造后能滿足1200萬平米供熱需要。

供熱改造中進行設計優化：(1)利用原有廠房內通風機平臺作為供熱首站；(2)利用原有啟動鍋爐房軟化水系統；(3)利用原有廠區管架及化學水酸洗管道等。

經過設計優化，供熱管道布置路徑更加合理，減少新建熱網首站、供熱軟化水系統、供熱管架等占地，節省投資投資超過700余萬元。

3.3 巧妙化解煙氣脫硝系統改造場地狹小難題，并采用俄羅斯標準進行設計優化

新增SCR煙氣脫硝系統體積大、荷載重，很長時間找不出合適的布置方案，經現場反復踏勘與研討，創造性提出了揭開爐后風機房屋面，脫硝反應器布置于鍋爐尾部二次風空氣預熱器上方的改造方案。項目設計中，認真研究原有鍋爐鋼架和基礎圖紙，采取俄羅斯標準對機組基礎和框架荷載進行了重新核算，最大限度利用了原有鍋爐鋼架和基礎，大大減少了改造工作量，可節省投資500萬元、節省工期2個月。

3.4 世界首次采用加高方案提高電除塵器效率

經過對布袋除塵器改造方案、電袋除塵器改造方案以及電除塵改造方案論證，最終采用將原有靜電除塵器上層增高6.5 m，煙道氣流均布改造方案，并采用俄羅斯標準對機組基礎和框架荷載進行了重新核算。此優化方案設計難度大，尚屬世界首例，但施工改造難度最小，費用最低。

3.5 脫硫提效改造采用最小改動方案達到最優效果

認真研究綏中一期近年燃燒煤質，采用降低吸收塔入口煙道和增加2層噴淋層，對原有GGH進行改造，減少煙氣泄漏，實現最小投資達到SO2近零排放的效果。

3.6 DCS改造全部更換為國產設備。

DCS改造全部更換為國產和利時設備，首次采用新型P－P網絡結構，為國內百萬級DCS改造首創，并大大降低工程投資。

4 項目改造后效果

本次改造工程2臺機組在2014年9月30日和2015年02月20日相繼投產發電，項目啟動順利，其中#2號機實現了鍋爐點火、汽輪機沖轉、發電機并網3個一次成功，實現了零次動平衡啟動。繼電保護投入率、熱工主保投入率、保護正確動作率3個100%。

4.1 節能指標

目前2臺機組運行平穩，機組滿足880 MW負荷出力能力，改造后節能效果明顯，供電標準煤耗降低39.68 g/kWh，達到國內超臨界機組較好水平，兩臺機組改造后可節約標煤量32.8萬t/a，節約燃油920 t/a。根據國家能源局和財政部《關于開展燃煤機組綜合升級改造工作的通知》(國能電力〔2012〕25號)文規定，可獲得985 MW獎勵容量和7880萬元的資金獎勵，見表2。

表2 機組改造前后主要能耗指標

4.2 環保指標

項目改造后污染物排放達到燃機排放標準，各項指標全面達到或超過設計指標，每年可削減NOx排放量約25157 t/a，削減煙塵排放量約3400 t/a，削減SO2排放量約1949 t/a，同時由于燃煤量減少，每年可減排CO2約54.08萬t，見表3。

表3 機組改造前后主要污染物排放

4.3 投資回收分析

項目總投資可研批準概算11.70億元(靜態投資)，工程初設概算11.69億元(靜態投資)，比批準概算低0.01億元，工程造價控制水平較好，項目回收期為5年，效益明顯。

5 結語

綏中發電有限責任公司俄制800 MW機組節能減排優化升級改造項目是目前國內最大容量、最大范圍的整體升級改造項目。經過前期細致的方案論證、大膽的技術創新、精心的優化設計，為項目建設取得圓滿成功奠定了基礎。

本改造項目投產后，實現了機組增容10%、供電煤耗降低約40 g/kWh、廠用電率降低2%、煙氣排放達到燃機排放水平、實現了灰渣綜合利用、控制系統達到百萬機組先進水平等優異指標，工程投資控制合理，值得今后類似工程建設中借鑒。

[1] 趙洪生．綏中發電有限責任公司俄制800 MW機組節能減排優化升級項目可行性研究總報告[R]．長春：東北電力設計院，2013．

[2] 劉鋼．綏中發電有限責任公司#1、#2機組煙氣脫硝改造工程初步設計(收口版)[R]．長春：東北電力設計院，2014．

Optimization Design of Energy Saving and Emission Reduction Optimization and Upgrading Project for 800 MW Unit

XIAO Ye1, LIU Gang1, WANG Jiu-chong2
(1.Northeast Electric Power Design Institute Co.,Ltd of China Power Engineering Consulting Group, Changchun 130021, China; 2.Guohua Suizhong Power Co., Ltd., Suizhong 125222, China)

In order to improve unit operating economy, security, stability and meet state environmental requirements, respond positively encouraged by the state to implement a comprehensive upgrading of coal units served Suizhong Power Co.Ltd.For a Russian unit of 2x800 MW implementation of energy saving optimization upgrade.Overall transformation includes a total of 13 sub-projects with a total investment of about 1.2 billion yuan, boiler-turbine electric comprehensive coverage, safety, economic, environmental reached the optimal combination.After the project is put into operation, the unit capacity increase 10 percent to reach 880 MW, coal-powered down nearly 40 g /kWh, with an estimated annual savings of 328,000 tons of standard coal, power consumption rate dropped more than 2 percentage points, soot, sulfur dioxide, nitrogen oxides emission indicators are better than natural gas emission standard limits to achieve the ash utilization, control systems and other advanced level reached one million units outstanding indicators.

800 MW unit; energy; emission reduction; eptimization.

TM621

B

1671-9913(2017)03-0022-05

2017-05-08

肖野(1974- )，男，吉林九臺人，高級工程師，從事發電設計工作。